Sujets connexes
Consommation et production électriques
La consommation
électrique varie constamment selon :
- la température (chauffage ou climatisation),
- la luminosité naturelle (éclairage),
- l’activité professionnelle humaine (consommation agricole, industrielle ou tertiaire),
- l’activité domestique (électroménager, numérique).
La disponibilité
de la production varie du tout au tout selon les filières de production. Par
ordre de disponibilité décroissante :
- Les centrales thermiques, même utilisées un faible pourcentage du temps, sont néanmoins capables de produire leur puissance nominale en continu, et présentent peu d’inertie, notamment les centrales à gaz capables de monter en puissance en quelques minutes.
- Les réacteurs nucléaires PWR sont capables de produire à leur puissance nominale de façon continue, sauf arrêts de maintenance, et de moduler leur puissance au cours de la journée au prix d'une baisse de rendement du combustible, mais leur forte inertie ne leur permet pas de suivre les variations les plus rapides de la puissance consommée.
- Les centrales hydrauliques sont de disponibilité très variable, entre l’optimum de la centrale de haute chute avec lac disponible à tout moment pour une durée limitée, à la centrale au fil de l’eau ou marémotrice, dont l’énergie est « fatale » (= on ne maîtrise pas sa production).
- Les nouvelles énergies vertes (éolien et photovoltaïque) sont totalement fatales et ne produisent en moyenne que 15% (photovoltaïque) à 25% (éolien offshore) de leur puissance nominale. En outre elles ne sont pas totalement prévisibles (vent, nébulosité).
Equilibrage du réseau
L’opérateur de réseau doit utiliser les sources
disponibles pour satisfaire exactement
la consommation à chaque instant. Par surcroît, il doit le faire en
respectant la réglementation qui prévoit l’écoulement prioritaire des
productions éoliennes et photovoltaïques, et en recherchant l’optimum
économique et écologique, c’est à dire le moins possible de thermique, coûteux
et émetteur de CO2 et de polluants atmosphériques.
Rappelons que le réseau français est interconnecté, et qu’en conséquence il
n’y a pas de lien direct entre le lieu de production et le consommateur. Pour
autant, contrairement à une idée courante, le transport de l’énergie électrique est coûteux (pertes en ligne) et limité
(capacité de lignes).
Pratiquement, l’opérateur :
- utilise constamment la production verte à tarif administré, ainsi que l’énergie hydraulique au fil de l’eau (non modulable), quand elles existent, car ces énergies fatales sont en France loin de satisfaire même la demande la plus basse qui se situe vers 30 GW,
- répond au plus gros de la demande par la production électronucléaire, en mettant en service le nombre de réacteurs voulu,
- complète ensuite la puissance (pour pallier aux variations erratiques de la demande et des productions fatales) par la production hydraulique, qui a très peu d’inertie et est facilement modulable, dans les régions pas trop éloignées des reliefs où sont les centrales,
- ne recourt au thermique que dans les régions où il n’y a pas d’autre choix (Bretagne, PACA) ou pendant les pointes de consommation, où tous les moyens disponibles sont mobilisés
- exporte et recourt au pompage quand la consommation est faible, et importe pendant les crêtes (75 Gw).
Le diagramme ci-dessus résulte de ce qui précède.
Il donne l’origine de la production selon la puissance totale consommée, et
l’occurrence de cette dernière. Ainsi, pendant 4 600 heures par an (en
abscisses), la puissance consommée (en ordonnées) est supérieure ou égale à 60
Gw. Cette dernière est équilibrée par l'adition 45 Gw de nucléaire, 54 – 45 = 9 Gw
d’hydraulique, et 60 – 45 - 9 = 6 Gw de thermique. EDF ne
publiant pas ce niveau de détails, il s’agit d’ordres de grandeur interpolés par l’auteur et cohérents avec les chiffres
2010 publiés (occurrence vs. puissance, production moyenne et maximum par
filière, importations, exportations…). La courbe (ocre) de consommation du
chauffage électrique y figure, avec un maximum de 30 Gw qui contribue largement
à l’amplitude de variation, propre à la France. A titre indicatif, le chauffage
thermique (courbe bleu ciel) culmine à 50 Gw.
Intérêt du stockage
- La capacité de production nucléaire, dont le coût marginal est extrêmement bas, n’est pas utilisée à son maximum. Une capacité de stockage permettrait de produire plus d’énergie avec les mêmes investissements, au moindre coût (sous réserve du prix et du rendement du stockage) et sans émissions atmosphériques.
- Si l’on continue à développer les nouvelles énergies renouvelables fatales, il arrivera que leur production excède la consommation à son étiage. Sauf à la revendre à un prix négatif (c’est arrivé un dimanche matin de l’été 2013 en Allemagne), il sera nécessaire de la stocker.
- La présence d’énergie électrique en stock permettrait de réduire, et à la limite de supprimer, le recours aux filières thermiques dont les combustibles fossiles verront leur prix augmenter fortement avec leur raréfaction.
- Si, selon la thèse politique écologiste, on renonce à la fois au nucléaire et au thermique, le stockage des énergies fatales devient le problème critique, et ce, à une échelle gigantesque.
Rendement et coût du stockage
Nous nous plaçons ici dans le cas d’un vrai stockage partant de l’énergie électrique et y retournant. Une installation de stockage est dimensionnée par :
- Une capacité de stockage en mégajoules ou kilowattheures (1 Mj = 3,6 Kwh)
- Une puissance d’entrée, dont dépend le temps d’entrée = capacité / puissance d’entrée
- Une puissance de restitution, en kilowatts, pas nécessairement identiqueà la précédente, dont dépend le temps de restitution = capacité résiduelle après dissipation / puissance de restitution.
Le stockage nécessite :
- Une entrée en stock correspondant à une transformation dont le rendement est ηe
- Un stockage dans le temps qui peut s’accompagner ou non, selon le procédé, d’une dissipation de l’énergie en stock (électrique, mécanique, chimique ou thermique) plus ou moins rapide, aboutissant à un rendement ηs qui dépend du temps de stockage.
- Une restitution qui nécessite une nouvelle transformation dont le rendement est ηr
Ces opérations ont aussi des coûts,
- d’amortissement des installations, d’autant plus élevés que le taux d’utilisation sera faible, et que la durée de vie sera courte,
- et d’exploitation, comme pour toute installation, notamment de maintenance,
- que l’on peut considérer globalement.
Il s’en suit un calcul simple du prix du Mwh restitué,
somme de deux termes :
- Prix « énergie » du Mwh restitué = Prix du Mwh entré / ( ηe ηs ηr)
- Prix du stockage par Mwh restitué = Coût du traitement + Amortissement
Ce résultat est loin d’être neutre, car il
vient toujours augmenter fortement le prix de l’énergie restituée. Par exemple,
ordres de grandeur pour 1 Mwh :
- Pour un stockage simple (genre STEP) de l’énergie nucléaire existante :
- 30 € / [(pompage = 90%) x (pas de dissipation = 100%) x (turbinage = 90%)] + 50 € = 87 €, qui peut être actuellement compétitif par rapport à du thermique, et est vendable en pointe.
- Pour un stockage complexe (genre hydrogène) de l’énergie éolienne :
- 200 € / [(électrolyse = 60%) x (pas de dissipation = 100%) x (Pile à combustible = 50%)] + 300 € = 967 €, qui n’a aucune chance d’être compétitif à un horizon prévisible.
Il va de soi
que le stockage n’a d’intérêt que si le coût de l’énergie restituée (qui
dépend du coût de l’énergie d’entrée)
reste inférieur à celui d’autres moyens de production directe également pénalisés
par leur taux d’utilisation bas.
Filières de stockage
Chacune de ces filières fait ou fera l’objet d’un
message dédié, accessible par l'un des liens ci-dessous:
Conclusion
Les ressorts
Gaz comprimés
Batteries stationnaires
Batteries de véhicules
Hydogène
Stockage thermique
Gaz comprimés
Batteries stationnaires
Batteries de véhicules
Hydogène
Stockage thermique
Conclusion
Seules les STEPS actuellement envisageables dans le cas général,
parfois les volants d’inertie dans certains cas très particuliers.
La réduction des crêtes est plus efficace et plus écologique que le
stockage, avec 3 solutions principales :
- L’efficacité énergétique (rendement des appareils, pompes à chaleur, isolation thermique)
- Le chauffage biénergie recourant au thermique pendant la seule durée des pointes
- Une tarification en « yield management » basée sur les coûts réels de production et pénalisant ainsi la consommation pendant les crêtes.
